Comunicación presentada al IV Congreso Smart Grids:
Autores
- Raúl Bachiller Prieto, Project Manager, Iberdrola
- Ana González Bordagaray, Resp. Sistema Gestion BT, Iberdrola
- Mónica Pintado, Technical Manager, GE Power
- Laura Marrón Merino, Application Engineer, ZIV Automation
- Sandra Riaño Fernández, Investigadora, Tecnalia
Resumen
El proyecto UPGRID, más concretamente su demostrador español, propone soluciones para la mejora de la operación y mantenimiento (O&M) de las redes eléctricas BT en un entorno smart grids. La primera solución es la especificación e implantación de un sistema novedoso de gestión de las redes BT con disponibilidad de una representación gráfica fiable de la red e interacción con los sistemas pre-existentes. En segundo lugar, el desarrollo de la capacidad de control en redes BT (IP sobre infraestructuras PLC PRIME) y mejora de supervisión de estas redes de telecomunicaciones. Por último, el análisis de eventos generados por los contadores inteligentes para la mejora de la O&M de la red BT. Se aportan resultados, experiencias y conclusiones recabadas hasta el momento en el demostrador.
Introducción
Es de destacar la gran importancia que tiene la red eléctrica BT para el consumidor final. Sin embargo, debido a las recientes mejoras en desarrollos tecnológicos y a la gran inversión necesaria, solo desde hace unos pocos años ha comenzado a dotarse de la inteligencia necesaria (García, J., 2016). El proyecto UPGRID está contribuyendo a esta tendencia probando y desplegando soluciones reales. Una evolución que facilita, y seguirá haciéndolo en el futuro, nuevas oportunidades para hacer frente a los retos de corto y medio plazo del sector eléctrico (incremento de la penetración de fuentes de energía distribuida, tsunami de datos provenientes de la telegestión, nuevos roles de las distribuidoras eléctricas (DSOs) como facilitador del mercado, etc.) y, al mismo tiempo, una mejora de la calidad de servicio ofrecida a los consumidores (mejora de los tiempos de reposición de suministro ante incidencias; más precisa, actualizada e inmediata información, etc.) facilitando su participación activa en el mercado eléctrico.
Proyecto UPGRID
UPGRID es un proyecto de innovación financiado por la Unión Europea dentro del programa marco HORIZON 2020 (Grant Agreement Nº 646.531). Tiene como objetivo promover el desarrollo e implementación de soluciones reales y probadas para habilitar la integración flexible de la gestión activa de la demanda y la generación distribuida a través de redes BT y MT completamente controlables. Se caracteriza por un alto componente práctico al contar con cuatro grandes demostradores en Bilbao (España), Lisboa (Portugal), Åmål (Suecia) y Gdynia (Polonia). Está liderado por Iberdrola Distribución Eléctrica, en adelante Iberdrola, y para su desarrollo se apoya en la experiencia de 19 socios de 7 países europeos. Para más información: http://upgrid.eu/. El demostrador español del proyecto UPGRID se desarrolla en la ciudad de Bilbao y alrededores. Cubre aproximadamente 2.150 CTs y 400.000 consumidores (González, A., 2017). El demostrador parte de los desarrollos y despliegue realizados en el proyecto Bidelek Sareak: http://bidelek.com/
Desarrollos
Sistema avanzado de gestión de la red BT
Se ha implementado una herramienta avanzada para la gestión de la red BT (en adelante, herramienta BT). Esta hace uso de la representación gráfica, consistente y fiable de la red BT (no existente hasta la fecha) resultado del demostrador. El modelado se genera automáticamente mediante un interface con el sistema de información geográfico (GIS) en operación de Iberdrola apoyándose en el Common Information Model (CIM). El esquemático del interior de los centros de transformación (CTs) y la traza de las líneas BT representados (no existentes en el GIS) son parte relevante del valor añadido. La herramienta BT ha sido integrada con otros sistemas pre-existentes en Iberdrola (Figura 1) con objeto de evitar la redundancia de datos y explotación de los existentes. Esto permite a los usuarios (operadores de Centro de Control y brigadas de campo) disponer de información, tanto cuasi-tiempo real como histórica, de equipos de supervisión (contadores inteligentes, supervisores BT en CTs y supervisión avanzada BT) y de los atributos de los elementos en campo. Esto, sumado a la capacidad de los usuarios de representar gráficamente cambios temporales en la topología de red durante los trabajos de campo, hace un modelo dinámico, mostrando en todo momento una imagen actualizada de la red que no existía hasta el desarrollo del demostrador.
El despliegue de la herramienta BT en el demostrador ha consistido en una solución software para ordenadores de sobremesa, destinada a centros de control, y otra para dispositivos móviles (tablet) para las brigadas de campo. Un total de cuatro brigadas del área del demostrador han sido formadas en el manejo de la herramienta. Hasta la fecha, un total de 583 incidencias BT han sido registradas en la herramienta durante 6 meses en 2017, de las cuales 52 han sido gestionadas con el dispositivo móvil mediante el personal formado. La mayoría de las incidencias se localizan en botellas y empalmes o están relacionadas con fusibles tanto en CTs como en cajas generales de protección (CGPs).
Subredes PRIME multiservicio y gestionables
Existen dos objetivos en esta área de trabajo. Por un lado, definir una arquitectura que permita redes multiservicio (combinando lectura de contadores inteligentes (telegestión) con nuevos servicios como el control remoto en BT) sobre la infraestructura PRIME existente; y por otro, desplegar una solución software para la monitorización de los parámetros básicos de dicha infraestructura. Se han llevado a cabo pruebas tanto en laboratorio como en instalaciones reales para evaluar técnica y operativamente los desarrollos en forma de casos de uso reales (Tabla I). Una nueva generación de equipos, PRIME Gateway (GTP), ha sido diseñada y desarrollada con el propósito de incluir, en una solución compacta e instalable en la red BT, la capacidad IP sobre PRIME. Una de las aplicaciones más interesantes que permite el tráfico IP sobre PRIME en BT es el control remoto de dispositivos en red (RTUs, interruptores, inversores, etc.) usando una infraestructura ya existente y desplegada de forma masiva (red PRIME) por Iberdrola en su red BT española para el cumplimiento del mandato de instalación e integración efectiva de los contadores inteligentes.
La red PLC PRIME desplegada para telegestión es un canal de comunicación y como tal requiere de monitorización. Esta necesidad es aún más importante en el contexto de la subred multiservicio donde aplicaciones adicionales son integradas. Por tanto, es requisito inicial para añadir de forma segura, por ejemplo, el control sobre PRIME si impactar en la telegestión. El demostrador ha ampliado las capacidades de monitorización de la red PRIME instalando en remoto una nueva versión del firmware en 40 concentradores de datos (aproximadamente 14.000 contadores inteligentes) para que soporten el protocolo simple de administración de red con información gestionada PRIME (SNMP PRIME MIB, en sus siglas en inglés). La herramienta web desarrollada recoge la información relevante de los equipos de la subred PRIME monitorizada (demostrador: número de “Terminales” y “Repetidores”, según PRIME).
Análisis de eventos de contadores inteligentes
Se ha explorado el procesamiento y análisis offline de eventos generados por contadores inteligentes para añadir valor adicional a la observabilidad y mantenimiento en BT. Se han desarrollado cuatro herramientas para el tratamiento de los eventos bajo distintos criterios de agrupamiento temporal (día, semana o mes) y elementos de red (contador, CGP o CT). Los potenciales casos de mejora detectados a partir de los resultados de este estudio han empezado a comunicarse a responsables de mantenimiento de diferentes zonas (Vizcaya, Madrid, Burgos y Castellón) para el análisis de futuras potenciales actuaciones en campo (Riaño, S., CIRED 2017).
Resultados
Sistema avanzado de gestión de la red BT
La primera carga de datos del área del demostrador para la generación gráfica automática de la red ha resultado en unos ratios aceptables teniendo en cuenta la novedad del proceso y la incorporación de nueva información (tasa de corrección: 77% en CTs, 90% en CGPs y 100% en contadores y supervisores). El trabajo de verificación posterior ha permitido solucionar gran número de los casos erróneamente representados permitiendo acercar los ratios de corrección de CTs y CGPs próximos al objetivo del 100% en un futuro despliegue productivo de la herramienta. Se ha comprobado satisfactoriamente la capacidad y escalabilidad del algoritmo desarrollado para el modelado automático de la red al haber sido capaz de gestionar el aumento del ámbito de red cubierto por la herramienta. De esta experiencia se han identificado requisitos a validar antes de proceder a futuras cargas de datos.
El comportamiento de los interfaces desarrollados dentro de la estructura de integración de la herramienta con sistemas pre-existentes, ha sido el esperado y por tanto correcta. Hay que destacar que, algunos de ellos requieren de una ejecución continuada (ej. SCADA y gestor de incidencias (OMS). La herramienta BT es capaz de crear una incidencia con la entrada de una llamada de cliente o por la llegada de un evento de contador inteligente. En este último caso, la incidencia se podría generar incluso sin que el cliente sea consciente que ha sufrido un corte de suministro (ej. porque esté fuera de su domicilio). El pronto inicio de los trabajos para reponer el servicio, e incluso la información que el DSO podría ahora suministrar al consumidor conociendo de antemano detalles de la incidencia, suponen un valor añadido que el demostrador permite aportar al consumidor final. En base al análisis de 30 incidencias que registraron eventos y llamadas de cliente, el tiempo medio de mejora en la recepción de la incidencia hubiese sido de 36 min. La herramienta BT permite una mayor velocidad y precisión en la localización de incidencias y por consiguiente, un tiempo total de la incidencia menor (mejorando la calidad de suministro). Son varias las capacidades de la herramienta que ayudan a ello, a destacar: petición a demanda de lecturas a contadores para acotar la responsabilidad y localización de la incidencia previo desplazamiento de brigadas, disposición de acceso a la representación gráfica fiable de la red en un dispositivo móvil para conocer su topología y localización de elementos, acceso a medidas históricas y tipos de clientes por CGP, etc. En base a los datos analizados hasta la fecha en el demostrador (comparativa entre 35 incidencias gestionadas con el dispositivo móvil y un grupo de incidencias similares un año antes), el resultado es una mejora, de media, de 16 min en la gestión de las incidencias. Por otro lado, la capacidad de registrar el ámbito exacto de clientes afectados en una incidencia es un claro beneficio para la DSO a la hora de presentar los informes de calidad individual. Anteriormente se contabilizaban todos los clientes aguas abajo del elemento afectado en la red, por exceso, al carecer de suficiente detalle en la información. En base a 212 incidencias analizadas se ha obtenido una mejora del 32% en la precisión del informe.
La experiencia transmitida por los usuarios de la herramienta en general está siendo positiva, demostrando su disponibilidad en emplear una herramienta que consideran beneficiosa. Como puntos destacados: capacidad de representar de modo fiable maniobras temporales realizadas en campo (antes se hacía en papel y posteriormente se actualizaba en sistemas) y la petición de medidas de contadores a demanda para acotar incidencias. Como mejoras a incluir desde la solución de movilidad: capacidad de gestión del neutro, posibilidad de representación de maniobras en botellas/empalmes y fusibles de CGPs, reducción del tiempo de las peticiones de lecturas a contador bajo demanda (quizás mediante un interface directo con el STG) y capacidad de realizar flujos de carga, como más relevantes.
Subredes PRIME multiservicio y gestionables
Caso de uso 1 (parte 1): Se han probado tres supuestos. En el primero (solo telegestión), se ha comprobado que se mantiene el mismo comportamiento previo a la instalación en campo, lo que demuestra que la integración ha sido correcta y no hay regresión. En el segundo (sólo control), el tiempo de respuesta del tráfico de protocolo de mensajes de control de internet (ICMP) transmitido a través de IP sobre PRIME nunca ha excedido los 450ms y ha sido estable en el tiempo. Y por último, en el tercer supuesto, al simultanear ambos tráficos en paralelo se observa que la latencia media se mantiene (450ms) con algún paquete recibiéndose sobre los 1.500ms, siendo los resultados de las lecturas de telegestión también satisfactorios. Caso de uso 1 (parte 2): Control remoto (tráfico 104) intercambiado sobre IP PRIME. El tráfico IP sobre PRIME con paquetes ICMP es satisfactorio lo que significa que el canal se ha establecido. No hay perdida de paquetes y el tiempo de bucle (time loop) medio ha sido de 292ms, lo que se considera un buen tiempo para condiciones reales de campo. El intercambio de órdenes 104 (SCADA-RTU) es simulado mediante la herramienta WinPCPau. Los resultados han sido igualmente positivos al comprobarse que las órdenes hubiesen llegado correctamente al equipo a telecontrolar.
Caso de uso 2: Paquetes ICMP son enviados al concentrador de datos desde el cuarto de contadores donde el equipo GTP está instalado forzando tráfico de telegestión en paralelo. El test de latencia muestra que el acceso es posible con una ligera pérdida de paquetes (13%). El time loop medio ha sido de 1.287ms. El comportamiento observado es algo lento (los tiempos se ven afectados al disponer de un ancho de banda limitado) pero encaja con las expectativas. La alternativa de comunicaciones para el CT a través de IP sobre PRIME es viable.
Respecto a la monitorización de las subredes PRIME, se comprueba que todos los concentradores involucrados en las pruebas de campo quedan correctamente registrados en la herramienta web y transmiten la información esperada. Este análisis permite detectar algunos casos de comportamiento anómalos (ej. producidos por ruido) para su posterior análisis y solución.
Análisis de eventos de contadores inteligentes
Los resultados más relevantes obtenidos del análisis han sido los siguientes:
- De los más de 150 tipos diferentes de eventos de un contador inteligente, los más interesantes para el impacto esperado serían: pérdida de neutro, sobretensión, subtensión y alta impedancia.
- Los tiempos y número de contadores fuera de límites (sobretensión y subtensión) son de interés, al igual que el análisis de medidas de supervisores de CT. Resulta conveniente agrupar temporalmente estos datos por semanas, y también por contadores pertenecientes al mismo CT y/o CGPs para mejor manejo del volumen de datos. Por la misma razón, son aconsejables las representaciones gráficas para facilidad del análisis.
- La aplicabilidad en campo de los resultados obtenidos ha sido probada destacando algunos ejemplos:
- En Castellón de la Plana (Diciembre 2015), se observa una clara correlación (80% para subtensión y 100% para sobretensión) entre las CGPs que presentan dichos eventos y la situación geográfica o la sección de los cables que acomete a las mismas (en ocasiones, antiguos de baja sección). Es relevante un caso en el que se produce una rotura de neutro en días posteriores a la recepción de los eventos. La consolidación de la metodología presentada podría permitir un mantenimiento predictivo, mejorando así la calidad de servicio ofrecida.
- En Burgos, para una línea con varias CGPs que registran importantes subtensiones en la semana del 04/01/16, se estudian medidas correctoras. Por ejemplo, subir una toma en el transformador o, en su defecto, el paso a conexión B2 (tensión nominal 231V) y/o sustitución de las características del conductor del tramo final de línea.
- También es cierto que en otros casos estudiados no se ha encontrado una razón práctica para la ejecución de actuaciones adicionales.
- Desarrollo de una funcionalidad software, llamada registrador virtual, para la monitorizar tensión e intensidad (cada 5 min, durante 48 h) de contadores. En los casos anteriores ha sido de utilidad.
- El análisis de las medidas de los supervisores ha permitido igualmente revisar el inventariado de los supervisores respecto a su nivel nominal de tensión: B1 (133V) o B2 (231V). 418 de 75.320 equipos (el total desplegados) han sido identificados como potencialmente incorrectamente inventariados. Gracias a este análisis ya se están llevando a cabo acciones de corrección.
Conclusiones
Las pruebas operativas realizadas con la herramienta BT son un paso cualitativo para la consolidación de un proceso de negocio en BT descentralizado con acceso en todo momento, por parte de todos los actores involucrados, a información actualizada. En este escenario, la gestión se realizará desde terminales móviles donde de forma automática se recibirán los trabajos a acometer. La experiencia recabada en el demostrador ha permitido comenzar la elaboración de una especificación completa de la herramienta BT a desplegar de forma productiva a la totalidad de la red de BT a medio plazo. Se confirma la existencia de un amplio margen de mejora en relación a la gestión tradicional de la red BT, habiéndose identificado aspectos concretos y realistas de su impacto en DSOs y consumidores finales.
En base a los resultados de las pruebas de laboratorio y campo se concluye que se mejoran las capacidades de la subred PRIME. Las soluciones probadas tienen un impacto directo en la operación de las DSOs (ej. mejora de la telegestión) y para el consumidor final (ej. detección de incidencias observando cambios en el estado de las subredes PRIME). Los requerimientos identificados y no incluidos en la especificación PRIME están en fase de estandarización mediante un nuevo ticket abierto en la PRIME Alliance (http://www.prime-alliance.org/).
Un beneficio práctico de la implementación probada del control en BT junto con la monitorización de la red, además de los ya mencionados, es la reducción de la incertidumbre de la capacidad de las líneas de BT ante la integración de generación distribuida. Sin el conocimiento suficiente del estado de la red, los criterios para la inyección de esta generación deben ser más conservadores. A medida que aumenta la observabilidad, la incertidumbre se reduce y la inyección permitida podría ser mayor manteniendo la seguridad de la red. Y si a esto se le añade la capacidad de controlar elementos de forma remota en BT, por ejemplo inversores en instalaciones fotovoltaicas, se podría gestionar la inyección según el estado de la red, permitiendo una mayor inyección por defecto, siendo gestionada en caso de restricciones técnicas (según regulación). Así se conseguiría una integración de generación distribuida efectiva mayor.
Agradecimientos
El más sincero agradecimiento a las empresas (Iberdrola, GE, ZIV, Tecnalia y EVE) y las personas involucradas en el demostrador. Sin ellas el demostrador no hubiera sido la realidad que es. Agradecer igualmente a Roberto González Sainz-Maza (Iberdrola) por su dedicación como Coordinador del proyecto UPGRID y ayuda en la revisión de este documento.
Referencias
González, A., 2017, UPGRID Deliverable D3.4 Demonstrator results: evaluation and opportunities.
García, J., CIGRE Paris 2016, Beyond Smart Meters: Management of the LV network, C6-206.
Riaño, S., CIRED 2017, Adopting smart meter events as key data for LV network operation, 0784.